ökonomische Regelkreise in der Energiepolitik

  • Hallo,


    was haltet ihr vom Einsatz eines PI-Reglers zur Bestimmung der Degressionsrate bei der PV-Einspeisevergütung?


    Solange man die Regelstrecke noch nicht genau kennt, wäre ich dafür erstmal in kleinen Schritten vorzugehen, und den bestehenden P-Regler zu verbessern: Taktrate verkürzen, Unstetigkeiten in der Degressionskennlinie abbauen und ein Input-Filter einbauen.


    Gruß,
    Gunnar



    [url=http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/M-O/optimierung-und-umstrukturierung-der-eeg-foerderung,property=pdf,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.pdf]Optimierung und Umstrukturierung der EEG-Förderung zur verbesserten Netz- und Marktintegration Erneuerbarer Energien[/url],
    Gutachten im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi)


    Zusatzuntersuchung zur zukünftigen Ausgestaltung der Vergütungsregelung für Fotovoltaikanlagen (AP 8), S. 160ff


    8.5 Vorschlag zum zukünftigen Vergütungskonzept
    "Wir schlagen deshalb eine Vergütungsregelung mit flexibler Degression der Vergütungssätze vor, die auf einem selbstlernenden und somit automatisch nachsteuernden Mechanismus beruht, der keine periodischen Neujustierungen erfordert. [..] Dabei sollte die Vergütung in der Folgeperiode über einen sogenannten ökonomischen Regelkreis, d. h. eine Übertragung aus technischen Prozessen bekannter Regelungsmechanismen auf ökonomische Fragestellungen, bestimmt werden. Wir schlagen hier konkret die Anwendung eines sogenannten Proportional-Integral-Reglers vor." (S. 172f)

  • Zitat von gunnar_kaestle


    Solange man die Regelstrecke noch nicht genau kennt, wäre ich dafür erstmal in kleinen Schritten vorzugehen, und den bestehenden P-Regler zu verbessern: Taktrate verkürzen, Unstetigkeiten in der Degressionskennlinie abbauen und ein Input-Filter einbauen.


    Der PI-Regler hätte den einfachen Vorteil, dass er nur einmal durchs Parlament geprügelt werden muss, wogegen das Herumdoktern mit Filter, Taktrate,... jedes mal zu einer P-Regler typischen Regelabweichung und somit ein elendes Gezerre geben wird (siehe jetzige Diskussion: Diffamierung des PI-Reglers als "würgender Deckel" - das Prinzip kapiert nicht mal jemand von unsern lieben Parlamentariern, die in der ersten Reihe stehen).


    Schade, dass der "Regler" erst jetzt kommen soll. Das hätte Milliarden an Euros gespart.


    Gruß Montio

  • Zitat von Montio


    Der PI-Regler hätte den einfachen Vorteil, dass er nur einmal durchs Parlament geprügelt werden muss, wogegen das Herumdoktern mit Filter, Taktrate,... jedes mal zu einer P-Regler typischen Regelabweichung und somit ein elendes Gezerre geben wird (siehe jetzige Diskussion: Diffamierung des PI-Reglers als "würgender Deckel" - das Prinzip kapiert nicht mal jemand von unsern lieben Parlamentariern, die in der ersten Reihe stehen).


    Schade, dass der "Regler" erst jetzt kommen soll. Das hätte Milliarden an Euros gespart.


    Der Regler war schon da, aber als P-Regler (und das ist gut so). Auch bei PI-Regler kann man nicht mit einer irre hohen Totzeit arbeiten, der zappelt nur hin und her. Der Riesenvorteil eines P-Reglers ist, dass er so robust ist - beim PI-Regler weiss ich nicht, wie er mit der Strecke harmoniert. Kennst Du ein vernünftiges Streckenmodell für den PV-Markt? Erst dann kann man mit einer Linearisierung im Arbeitspunkt die Kleinsignalstabilität bestätigen.


    Das Gedächtnis des PI-Reglers finde ich - insbesondere mit dem doppelten Integrator in der vorgestellten BMWi-Studie - schwierig aus der Perspektive des Marktes. Da wird dann voll auf die Bremse getreten, wenn das Ziel ein paar Jahre zu früh erreicht wird. Den "würgenden Deckel" habe ich als "Regelkreis zum Einparken" getauft. Der fährt das System - bis auf die Neuinstallationen bei Eigenstromnutzern - auf Null herunter, wenn er will. Ein einfacher, aber verbessserter P-Regler (lineare Kennline ohne Stufen, kurze Taktzeiten von 1 Monat, Eingangsfilter mit PT1-Glied) ist aus meiner Sicht vollkommen ausreichend. Die stationäre Regelabweichung juckt doch den Solarfreund noch am wenigsten. Warum soll man bei erfreulicher Kostendegression nicht ein wenig mehr zubauen dürfen.


    Gruß,
    Gunnar

  • Zitat von gunnar_kaestle

    Der Regler war schon da, aber als P-Regler (und das ist gut so). Auch bei PI-Regler kann man nicht mit einer irre hohen Totzeit arbeiten, der zappelt nur hin und her. Der Riesenvorteil eines P-Reglers ist, dass er so robust ist - beim PI-Regler weiss ich nicht, wie er mit der Strecke harmoniert. Kennst Du ein vernünftiges Streckenmodell für den PV-Markt?


    Nein, das wäre vermessen.

    Zitat von gunnar_kaestle

    Das Gedächtnis des PI-Reglers finde ich - insbesondere mit dem doppelten Integrator in der vorgestellten BMWi-Studie - schwierig aus der Perspektive des Marktes.


    Sieht sehr nach Regelkreis-Modellierung am grünen Tisch aus.

    Zitat von gunnar_kaestle

    Da wird dann voll auf die Bremse getreten, wenn das Ziel ein paar Jahre zu früh erreicht wird. Den "würgenden Deckel" habe ich als "Regelkreis zum Einparken" getauft. Der fährt das System - bis auf die Neuinstallationen bei Eigenstromnutzern - auf Null herunter, wenn er will. Ein einfacher, aber verbessserter P-Regler (lineare Kennline ohne Stufen, kurze Taktzeiten von 1 Monat, Eingangsfilter mit PT1-Glied) ist aus meiner Sicht vollkommen ausreichend. Die stationäre Regelabweichung juckt doch den Solarfreund noch am wenigsten. Warum soll man bei erfreulicher Kostendegression nicht ein wenig mehr zubauen dürfen.


    Solange es nicht auf die Regelabweichung der letzten Jahre rausläuft, die könnte man als "Kostenresonanzkatastrophe" für den Stromverbraucher bezeichnen.
    Die Gefahr besteht Gott sei Dank immer weniger, weil die Differenzkosten Richtung Onshore drehen, ich schätze mal, dass das dann ab 2017 keinen mehr interessiert. Den Regler brauchen wir vermutlich also nicht sonderlich lange mehr, das politische Gezerre wird aber sicherlich weitergehen.
    Ab dann kündigt sich der nächste Krieg der Systeme an. Der Einspeisevorrang wird über kurz oder lang gekippt werden müssen. Es ist dem Stromverbraucher wohl kaum zu erklären warum er fürs Abschalten auch noch zahlen soll, der ist mit den Strompreisen knapp über Null manchmal auch darunter eh schon bestraft genug.


    Gruß Montio

  • Zitat von Montio

    Die Gefahr besteht Gott sei Dank immer weniger, weil die Differenzkosten Richtung Onshore drehen, ich schätze mal, dass das dann ab 2017 keinen mehr interessiert. Den Regler brauchen wir vermutlich also nicht sonderlich lange mehr, das politische Gezerre wird aber sicherlich weitergehen.


    Ökonomische Regelkreise sollten viel stärker Verbreitung finden, weil man sich in der politischen Diskussion nur noch um das Ziel, aber nicht mehr über die Zielerreichung streiten muss. Bei der PV muss primär der harte Deckel bei 52 GW weg und den zubauadaptiven Vergütungsregeler könnte man mit einem höheren Sollwert versehen.


    Langfristig gehe ich von einem Zielbestand von 200 GW PV + 200 GW Wind aus (Jahresertrag 200 TWh + 400 TWh = 600 TWh). Dies kommt daher, dass bei einem Verhältnis von 1:1 sich die jahreszeitliche Schwankungen ausgleichen: Solarspitze im Sommer, Windspitze im Winter. Das sieht man sehr schön, wenn man sich eine Spektralanalyse (FFT) der Einspeisezeitreihen anschaut. Der Vektor der Jahresschwingung für 1 GW Wind und der Vektor für 1 PV sind nicht nur etwa gleich lang, sondern auch 6 Monate phasenverschoben. Bei 25 Jahren Anlagenlebenszeit braucht man also einen Reinvestitionsbedarf von 8 GW p.a. Wenn wir dahin wollen, dann muss man sich an einen PV-Zubau wie er in den letzten drei Jahren aufgetreten ist mittel- bis langfristig wieder gewöhnen.


    Wichtig ist vor allem Dingen, dass die Onshore Windenergie nicht abgehängt wird. Die hatte vor zehn Jahren mal einen Spitzenwert von 3 GW, war aber in der Zwischenzeit deutlich auf 1,5 GW p.a. eingebrochen.
    Ökonomische Regelkreise in der Energiepolitik, S. 8


    Hier hätte ein ökonomischer Regelkreis als zubauabhängige Vergütungsreglung den Zweck, den Zubau vorerst bei drei GW zu stabilisieren mit der Option zusammen mit der PV nach ersten Erfahrungswerten mit diesem Instrument durch unsere Politiker und Ministerialbeamte den Sollwert auf ein höhers Niveau hochzuziehen. Es ist klar, dass man bei den längeren Planungszeiten für Windparks ein anderes Zeitverhalten (PT1 Filter über 3 bis 5 Jahre) nutzen müsste, aber die Kostenentwicklung beim Wind ist ja auch nicht so dynamisch wie bei der PV, so dass ich hier keine generellen Schwierigkeiten sehen. Eine Verbesserung des aktuellen Degressionspfades von 1,5% p.a. sehe ich allemal.


    Weiterhin wäre bei ETS, dem Handelssystem für Emissionszertifikate, ein ökonomischer Regelkreis ebenfalls hilfreich. Wenn man zusätzlich zum Mengeninstrument der Volumenbegrenzung ein Preisinstrument einfügt, das als preisabhängiger Mengenbegrenzer die Anzahl der EUA-Emissionserlaubnisse bei fallenden Preisen stärker als die Eindreiviertel Prozent p.a. das Zertifikatevolumen reduziert, dann könnte dies dabei helfen, die CO2-Preise wieder auf ein Niveau zu heben, die eine Anreizwirkung haben. Vergleiche auch mit dem Britischen Carbon Price Floor, der über eine Zusatzsteuer die Kosten der CO2-Emissionen von 2013 and bei 16 GBP/Tonne CO2 stabilisieren soll und auf 30 GBP bis 2020 anheben soll.


    Mit freundlichem Gruß,


    Gunnar Kaestle

  • Hallo,


    an meinen Forderungen zu den Einstellwerten von ökonomischen Regelkreisen im EEG halte ich nach wie vor fest:


    Streichen der absoluten Installationsgrenze von 52 GW in § 49(5) EEG. (BTW: Wieviel Gigawatt gelten eigentlich schon als "als gefördert anzusehen" bzw. sind im Register eingetragen?)


    Zielwert für den jährlichen Zubau an PV: 8 GW
    Zielwert für den jährlichen Zubau an WEA: 8 GW


    Bei Offshore-Anlagen bin ich mir recht sicher, dass es relativ einfach ist, ein Kabel vom Windpark auf See bis zum ersten Umspannwerk hinterm Deich zu legen, aber wie die elektrische Energie dann weiter transportiert werden kann, ohne allzuoft wegen Netzengpässen abgeregelt werden muss, ist mir schleierhaft. Höchstspannungsleitungen an Land zu bauen hat oft eine Totzeit von 20 Jahren von der ersten Projektidee zur Inbetriebnahme. Hier bräuchten wir m.E. Netzentgelte, die eine örtliche und zeitliche Lenkungswirkung ausüben, damit Anlagen bevorzugt da installiert werden, wo die Abnehmer sitzen und disponible Anlagen (Speicher, Biomasse) über die zeitlich variable Netzentgelte netzdienlich eingesetzt werden. Damit gibt es dann die ökonomische Transparenz, ob es besser ist München mit Offshore-Wind von der Nordsee zu versorgen, oder in der Stadt und im Umland verstärkt PV-Anlagen und Windparks zu errichten, deren Ertrag nicht auf 800 km das HöS-Netz belegt, sondern nur im Umkreis von 100 km Verteil- und Transportnetze benötigt.


    Gruß,
    Gunnar

  • Zitat von gunnar_kaestle


    Zielwert für den jährlichen Zubau an PV: 8 GW
    Zielwert für den jährlichen Zubau an WEA: 8 GW


    Die Sektorkopplungsstudie von Prof. Quaschning sieht folgendes vor:

    Zitat

    Für die regernative Stromerzeugung wird für das Jahr 2040 für Onshore-Wind- kraft eine installierte Leistung von 200 GW, für die Offshore-Windkraft von 76 GW und für die Photovoltaik von 400 GW empfohlen. Der erforderliche Netto- zubau beträgt für die Onshore-Windkraft 6,3 GW, für die Offshore-Windkraft 2,9 GW und für die Photovoltaik 15 GW pro Jahr.


    Siehe:
    http://www.volker-quaschning.d…/sektorkopplung/index.php
    Seite 34.

  • Die Werte sind zu hoch angesetzt. Bis 2040 müssten die benötigten Standorte und Anlagenzahlen erreicht sein - nicht die Leistung. Ein neues Windrad das 2042 ein altes ersetzt wird 50-100 m höher sein als das alte. Grob 50% mehr Leistung haben und 100% mehr Energie liefern - und die Hälfte dessen kosten was das Alte 2017 gekostet hat.


    Und der Umstand sorgt auch dafür das man bis 2040 weniger Speicher und weniger Leitungen braucht. Was bedeutet - die Planung und der Ausbau der Infrastruktur muss heute beginnen, damit sie 2040 zur Verfügung steht.


    Genauso muss das Dach heute nicht unbedingt voll sein - Die PV wird gebraucht wenn die WP kommt und/oder das EV.


    Würde man HEUTE die WKAs (mit kleinerer Leistung) errichten die 2040 gebraucht werden - fallen dann 30.000-40.000 Standorte wieder weg. Zum Teil werden sie das - weil Beispielsweise die Abstände zwischen den Anlagen zu klein sind oder aber die Fundamente die größeren Anlage nicht tragen - aber das sind Fehler von heute.

  • Zitat von RolandD

    Genauso muss das Dach heute nicht unbedingt voll sein - Die PV wird gebraucht wenn die WP kommt und/oder das EV.

    Die PV wird gebraucht um Kohle und Atom zu ersetzen. Und zwar so schnell wie möglich, da wir mit dem Zubau ja schon hinterher hinken.
    Also, die komplette zur Verfügung stehende Fläche nutzen!